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Probabilistic Life Cycle Costing

A Monte Carlo Approach for Distribution System Operators in Sweden

Written by Anonymous

Paper category

Master Thesis

Subject

Electrical engineering

Year

2017

Abstract

Masterarbeit Life Cycle Costing: Investitionen in Energiesysteme sind durch hohe Investitionskosten und Unsicherheiten über einen längeren Zeitraum gekennzeichnet. Neue Verbrauchsmuster im Stromnetz sowie ein alterndes Netz erfordern Modernisierungen, neue Lösungen und neue Investitionen. Komponenten im elektrischen System zeichnen sich dadurch aus, dass die meisten ihrer Kosten nach ihrer Anschaffung anfallen. Eine hochmoderne Methode zur Analyse von Investitionen über lange Zeiträume und zur Erstellung langfristiger Kostenschätzungen ist das Life Cycle Costing (LCC). Bei der LCC wird ein "cradle to grave"-Ansatz verfolgt, der eine vergleichende Kostenbewertung ermöglicht. Diese Arbeit gibt einen Überblick über die vorhandene Literatur zum probabilistischen Life Cycle Costing und stellt eine schrittweise Methodik für Verteilernetzbetreiber vor, mit der die Unsicherheit bei Kosten und technischen Parametern systematisch berücksichtigt werden kann.In dieser Arbeit wird eine Monte-Carlo-Stichprobenmethode in Kombination mit einem Markov-Ketten-Ausfallmodell vorgeschlagen, um Ausfälle zu modellieren. Das Modell bewertet die finanziellen Auswirkungen und die technischen Eigenschaften, um die Gesamtkosten der Komponenten aufzuzeigen. In dieser Arbeit wird ein Fall für schwedische Verteilungsnetzbetreiber und ihre Investitionen in Transformatoren analysiert. Das vorgeschlagene Modell umfasst ein allumfassendes Modell der Kosten und Anreize. Die wichtigste Schlussfolgerung ist, dass probabilistisches Life-Cycle-Costing Investitionsentscheidungen begünstigt und die angewandte Methode vielversprechende Ergebnisse bei der Berücksichtigung von Unsicherheit und Investitionsrisiken zeigt. Das entwickelte PLCC-Modell wird auf eine Investitionsentscheidung angewendet, bei der zwei Transformatoren verglichen werden. Die Ergebnisse zeigen, dass PLCC ein leistungsfähiges Werkzeug ist und in Stromnetzanwendungen eingesetzt werden könnte. Seit dem UN-Bericht Unsere gemeinsame Zukunft[1] unter der Leitung des früheren norwegischen Ministerpräsidenten Gro Harlem Brundtland stehen die Dekarbonisierung und der Klimawandel auf der Tagesordnung. Mehrere internationale Abkommen wie das Kyoto-Protokoll (von 1997) und das Pariser Abkommen (von 2016) haben den politischen Rahmen abgesteckt und den Weg zu einer nachhaltigen Entwicklung geebnet. Der weltweite Strombedarf wird bis 2040 voraussichtlich um 69 % steigen [2], und das wird eine enorme Herausforderung darstellen, um diese wachsende Nachfrage zu befriedigen. Zu den Herausforderungen, die sich daraus ergeben werden, gehören neue Technologien, Produktions- und Verbrauchsmuster. Bei der Deckung der steigenden Nachfrage müssen gleichzeitig Effizienz und Zuverlässigkeit berücksichtigt werden. Es liegt im öffentlichen Interesse, dass die Elektrizität sicher, zuverlässig und erschwinglich ist. Um diese Anforderungen zu erfüllen, stellen sich eine Reihe von Herausforderungen in einem alternden Stromnetz. In den Stromnetzen von morgen müssen die Betreiber stark in neue Technologien wie intelligente Netze investieren. Nach Angaben der Internationalen Energieagentur (IEA) werden allein in der EU bis 2030 schätzungsweise 500 Milliarden Euro in das Stromnetz investiert [3]. Ohne den Einsatz neuer "intelligenter" technologischer Lösungen wird die Erneuerung des Netzes hauptsächlich ein Ersatzprogramm für alte Lösungen sein. Investitionen in Energiesysteme sind sehr kapitalintensiv, und aufgrund der langen technischen Lebensdauer der Komponenten sind optimale Investitionen ein Schlüsselfaktor für die Planung der Stromnetze von morgen. Der Strom, den die Verbraucher benötigen, muss sicher, zuverlässig und erschwinglich sein. Die Netzbetreiber werden reguliert, um die öffentlichen Interessen zu gewährleisten und gleichzeitig die Kosten und die Qualität (einschließlich der Zuverlässigkeit) für das Unternehmen zu senken, ohne ihre Marktmacht gegenüber den Verbrauchern auszunutzen.Die Verteilernetzbetreiber (VNB) müssen in den nächsten Jahren einen hohen Investitionsbedarf bewältigen, der nicht nur die Integration erneuerbarer Energiequellen, sondern auch den Ersatz bestehender Anlagen im Netz umfasst. Gleichzeitig muss das Stromnetz im Hinblick auf künftige Anforderungen und alte Komponenten modernisiert werden. Auch durch die Berücksichtigung der Zuverlässigkeit der Komponenten, die für etwa 80 % der Ausfallzeiten bei den Kunden verantwortlich ist, können die DSOs2 zusätzliche Strafkosten vermeiden und haben außerdem die Möglichkeit, Anreize aus Qualitätsregelungen zu erhalten. Um die Gesamtkosten während des Life Cycles einer Komponente zu ermitteln, muss eine vollständig integrierte Methode in Betracht gezogen werden. Aufgrund von Unsicherheiten bei den Eingangsparametern wie Zinssatz, Anlagenausfall und Arbeitskosten ist eine einheitliche Entscheidung nur schwer zu treffen. In dieser Arbeit wird eine Methode vorgestellt, bei der Monte-Carlo-Simulationen verwendet werden, um die Lebenszykluskosten von Komponenten im Stromnetzbereich unter Berücksichtigung von Unsicherheiten und Risiken zu untersuchen.1.1 ÜberblickZuverlässigkeit und WartungZuverlässigkeit und Wartung spielen für die heutigen Netzbetreiber eine zentrale Rolle. In Schweden wurden die Kosten für Stromausfälle im Jahr 2013 auf rund 140 Millionen Euro geschätzt [4]. Der Regulierungsrahmen bietet auch Anreize für Verteilernetzbetreiber, die der Zuverlässigkeit Priorität einräumen, und darüber hinaus werden Kosten vermieden, was zu einer doppelten Belohnung führt. Die Instandhaltung ist insofern mit der Zuverlässigkeit verbunden, als dass sie Ausfälle verhindert. Im Zusammenhang mit der Verwaltung von Anlagen und der Maximierung des Wertes von Eigentum/Vermögenswerten ist die Zuverlässigkeit mit einem Risiko verbunden und hängt von dem gewünschten Zuverlässigkeitsniveau und einem angemessenen Gleichgewicht zwischen Budgetbeschränkungen und akzeptablem Risiko ab.In den 1960er Jahren wurde ein Ansatz zur Bewertung kosteneffizienter Instandhaltungsstrategien entwickelt. Die Methode wurde als zuverlässigkeitsorientierte Instandhaltung (RCM) bezeichnet und von Professorin Lina Bertling Tjernberg an der KTH zu dem weiterentwickelt, was als zuverlässigkeitsorientierte Anlageninstandhaltung (RCAM) bekannt ist [5, 6]. Die Methode stellt eine Verbindung zwischen Systemzuverlässigkeit und Instandhaltungsaufwand her, verknüpft aber auch Instandhaltungskosten und Zuverlässigkeit miteinander, was in dieser Arbeit weiter erörtert und bei der Erstellung des probabilistischen Lebenszyklusmodells berücksichtigt wird.Zustandsbewertung und -überwachungDie Zustandsüberwachung bietet einen anderen Ansatz als die klassischen Instandhaltungsstrategien (vorbeugende und korrigierende Instandhaltung). Durch die Bewertung des Zustands einer Komponente mit Hilfe von Sensoren und Messungen wird die Instandhaltung nur dann durchgeführt, wenn ein Zustand des/der Messwerte(s) erfüllt ist und einen vordefinierten Schwellenwert überschreitet [7]. Die Zustandsüberwachung kann auch genutzt werden, um zu begründen, ob eine Komponente mit einer höheren Belastung betrieben werden kann oder eine niedrigere Belastung benötigt, um eine Wartung zu vermeiden oder zu verschieben [8]. Frühere Forschungen in diesem Bereich zeigen ein großes Potenzial, z. B. [7], wenn die individuelle Degradation von Komponenten betrachtet wird, um zu zeigen, welche Komponenten eine erhöhte Ausfallrate haben. In [9] wird gezeigt, dass es möglich ist, den Ausfallmechanismus durch Messung physikalischer Größen abzuschätzen und auf der Grundlage solcher Messungen Instandhaltungsentscheidungen zu treffen. In [8] wird ein Überblick über die Methoden der zustandsorientierten Überwachung gegeben, und [10] stellt einen detaillierten Schritt-für-Schritt-Ansatz für die zustandsorientierte Instandhaltung vor, einschließlich der Methoden zur Datenerfassung und -verarbeitung. Life Cycle Costing: Das Life Cycle Costing (LCC) ist eine Methode zur Bewertung der Gesamtkosten einer Investition während ihres gesamten Life Cycle. Die LCC hat einen großen Nachteil, den sie aufgrund der langfristigen Planung von Infrastrukturprojekten mit sich bringt, und die mit der LCC verbundenen Unsicherheiten haben die Glaubwürdigkeit der Methode in Frage gestellt[11]. LCC ist in vielen Kontexten beliebt, vor allem in Umweltfragen, wo Umweltschäden mit monetären Werten bewertet werden [11]. Dieses Attribut kann auch für gesellschaftliche Kosten verwendet werden, wenn3 es eine Diskrepanz zwischen den Kosten gibt, die ein Unternehmen tatsächlich zahlt, und den Kosten des Schadens, den das Unternehmen verursacht. Ein anschauliches Beispiel für Stromversorgungssysteme sind die Ausfallkosten, bei denen ein Stromausfall weitaus höhere Kosten verursacht, als berücksichtigt wurden.Das Life Cycle Costing hat sich so entwickelt, dass sie bei der Anwendung probabilistischer Methoden wie Monte-Carlo-Simulationen mit Unsicherheiten umgehen kann. Durch die Anwendung eines systematischen Ansatzes zur Bewertung der Unwägbarkeiten und die Verwendung von Methoden zur Verknüpfung von Schlüsselparametern und Attributen einer Komponente oder eines Systems, wie z. B. Zuverlässigkeit und rechtliche Rahmenbedingungen, kann ein vollständiges Bild der Gesamtkosten eines Life Cycles erstellt werden. In der Literatur wird dies als probabilistische Lebenszykluskostenrechnung (PLCC) bezeichnet. Die PLCC-Berechnungen reagieren jedoch empfindlich auf die gewählten Annahmen und Eingangsparameter, was eine genau definierte Methodik und Vorgehensweise für die Anwendung der Methode erfordert. Durch die Verwendung von PLCC kann man eine Quantifizierung der Risiken in Form einer Standardabweichung erreichen.Wirtschaftliche Regulierung von StromsystemenSeit Anfang der 1980er Jahre sind die traditionellen Stromsysteme in der Welt vertikal integriert. Das bedeutet, dass ein Akteur auf dem Markt die Verantwortung für die Erzeugung, Übertragung und Verteilung trägt. Dies ist jedoch nicht mehr der Fall. Es haben sich Marktplattformen entwickelt, auf denen Stromgroß- und -einzelhandelsmärkte eingeführt wurden, um den Wettbewerb auf der Produktionsseite des Systems zu ermöglichen. Auf der anderen Seite ist das Monopol auf das Netz selbst (einschließlich des Übertragungs- und des Verteilungsnetzes) bestehen geblieben. Dies erfordert eine spezifische Regulierung und Planung, um ein effizientes System zu erreichen, in dem die wirtschaftliche Regulierung des Marktes auf Effektivität ausgerichtet ist [12]. Die Aufgabe der Regulierung besteht nach [13] darin:- die Regeln für die Lenkung der Marktteilnehmer auf die (von der Regulierungsbehörde festgelegten) Ziele festzulegen- dem Strommarkt eine angemessene Struktur zu geben. Um effizient arbeiten zu können, benötigt der Strommarkt eine Geschäftsstruktur, in der eine ausreichende Anzahl von Wettbewerbern vorhanden ist, um die Voraussetzungen für ein bestimmtes Wettbewerbsniveau zu schaffen.- eine angemessene Überwachung der Marktteilnehmer, was bedeutet, dass die Regulierungsbehörde überwachen, rechtliche Schritte einleiten und Sanktionen verhängen muss, um sicherzustellen, dass die Effektivität und die Regeln des Marktes aufrechterhalten werden.Die Anliegen der Regulierungsbehörde umfassen laut P ́errez-Arriaga typischerweise Anliegen in Bezug auf Verbraucherpreise, Tarife, Umweltauswirkungen, Marktstruktur und Marktmacht, Investitionsvolumen, wirtschaftliche und finanzielle Effizienz [13]. Mit anderen Worten, die Regulierungsbehörde zielt darauf ab, die Marktmacht zu beseitigen, ein akzeptables Investitionsniveau zu gewährleisten, die Umweltauswirkungen zu verringern und sicherzustellen, dass die Unternehmen den niedrigstmöglichen Preis anbieten, ohne langfristig den Bankrott des Unternehmens zu riskieren. In dieser Arbeit wird eine Methode für die Durchführung von Investitionsentscheidungen für Verteilernetzbetreiber (VNB) vorgestellt. Die Arbeit konzentriert sich auf den regulatorischen Rahmen und auf Aspekte der Lebenszykluskosten (LCC), wobei Unsicherheiten hinsichtlich der Kostenverteilung und der Zuverlässigkeit berücksichtigt werden.Die Regulierung der Einnahmen eines VNB wird traditionell durch das Prinzip der Cost-of-Service (auch Rate-of-Return genannt) Regulierung festgelegt. Cost-of-Service bedeutet, dass das Unternehmen einen Investitionsplan und eine Schätzung seiner künftigen Betriebskosten vorlegt, die von der Regulierungskommission entweder akzeptiert oder abgelehnt werden (bekannt als Verhandlungsverfahren). Eine modernere Art der Regulierung der Einnahmen besteht darin, eine Obergrenze für die Einnahmen festzulegen und es den Verteilernetzbetreibern dann zu gestatten, ihre Einnahmen zu erhöhen, wenn bestimmte Ziele in Bezug auf verbesserte Effizienz oder andere4 1.2 MotivationDie Notwendigkeit von Bewertungsinstrumenten für die Evaluierung von Investitionsentscheidungen ist eine wichtige Aufgabe für jedes Unternehmen und insbesondere für Unternehmen des Elektrizitätssektors. Investitionen in diesem Sektor sind kapitalintensiv, haben im Allgemeinen lange Vorlaufzeiten und sind durch Unsicherheiten in Bezug auf die Kosten in vielerlei Hinsicht gekennzeichnet. Während der langen Lebensdauer von Komponenten tragen die Betriebskosten erheblich zu den Gesamtkosten bei. Die Netzeigentümer (DSOs) werden dadurch reguliert, dass ihre Einnahmen gedeckelt sind und ein Regulierungsrahmen Anreize für effiziente langfristige Investitionen setzt, um ein effizienteres System zu erreichen und gleichzeitig die Zuverlässigkeit zu fördern. Wenn die Investoren nicht gut über die Unwägbarkeiten informiert sind, könnten nicht optimale Entscheidungen getroffen werden. Dies wird sich auf die Gesamtwirtschaft des Unternehmens auswirken und zu höheren Netztarifen für die Kunden sowie zu einer ineffizienten Kapitalnutzung führen. Daher ist es notwendig, neue Instrumente zu entwickeln, die zur Bewertung von Unsicherheiten bei Investitionsentscheidungen eingesetzt werden können. Ein Ansatz ist die Verwendung einer probabilistischen Methode, die den Umfang der Unsicherheit einschränken kann und eine effizientere Informationsbasis bietet, die Fehlentscheidungen vermeidet.1.3 Ziel und UmfangDiese Arbeit wird einen Rahmen für ein probabilistisches Lebenszykluskostenmodell liefern, das für die Bewertung einzelner Komponenten oder ganzer Systemkosten verwendet werden kann. Dabei werden stochastische Parameter wie z.B. die Zuverlässigkeit in Beziehung zu den aggregierten Kosten einer Komponente gesetzt. Dies wird erreicht, indem der gesamte Life Cycle von Komponenten in einem elektrischen Netz berücksichtigt wird.F.1 Wie können probabilistische Lebenszykluskosten in einem deregulierten Stromsystem modelliert werden?F.2 Welche potenziellen Quellen von Unsicherheiten existieren in LCC?F.2.a Welche Methoden sind geeignet, um Unsicherheiten in LCC-Berechnungen zu berücksichtigen?F.2.b Wie können die Auswirkungen von Unsicherheiten quantifiziert werden?1.4 BeitragUm die oben genannten Forschungsfragen beantworten zu können, wurde eine umfassende Literaturstudie durchgeführt und ein probabilistisches Lebenszykluskostenmodell entwickelt. Die PCCA-Methode ist auch auf andere Systeme als elektrische Systeme anwendbar und ist eines der leistungsfähigsten Werkzeuge, wenn es darum geht, Unsicherheiten und Risiken bei Investitionsentscheidungen zu berücksichtigen.1.5 Gliederung der ArbeitKapitel 1 stellt den Hintergrund, die Grenzen und die Forschungsfragen dar.Kapitel 2 gibt eine Einführung in das Asset Management.Kapitel 3 bietet einen theoretischen Hintergrund der Zuverlässigkeit, allgemeine Verteilungen und Zuverlässigkeitsindizes.5 Kapitel 4 bietet einen Literaturüberblick über das Life Cycle Costing.Kapitel 5 stellt dar, wie ein probabilistischer Ansatz der LCC und die Ungewissheit der Eingangsparameter behandelt werden. Darüber hinaus wird ein Literaturüberblick über PLCC gegeben.Kapitel 6- stellt dar, wie die untersuchten Auswirkungen der Regulierung des Energiesystems Investitionsentscheidungen beeinflussen.Kapitel 7- stellt das entwickelte Modell zur Bewertung von Investitionen mit unsicheren Parametern vor.Kapitel 8- stellt die quantitativen Ergebnisse der entwickelten Modelle vor.Kapitel 9- diskutiert die Ergebnisse der Arbeit.Kapitel 10- schließt die Ergebnisse der Arbeit ab und präsentiert zukünftige Forschungsrichtungen.6 Kapitel 2Asset ManagementDieses Kapitel beschreibt die Grundlagen des Asset Managements und wie es mit der Instandhaltung und der Zuverlässigkeit zusammenhängt. Es beschreibt Instandhaltungsstrategien und bietet einen grundlegenden Überblick über Risiken und Unsicherheiten im Stromversorgungssystem. Asset Management bezieht sich im Kontext elektrischer Stromversorgungssysteme hauptsächlich auf physische Komponenten, die eine lange technische Lebensdauer haben (typischerweise zwischen 20 und 50 Jahren), aber zu den Assets können auch Kapital, Ausrüstung (physische Assets), Mitarbeiter, Kundenstamm, Marken oder die Unternehmensstruktur gehören [15]. Das Asset Management versucht, die Frage zu beantworten, wann und wo Aktionen stattfinden sollen. Das Ziel des Asset Managements ist es, "die Ziele der Organisation unter Berücksichtigung des Risikos optimal zu erfüllen"[15]. Das Asset Management hat eine zentrale Stellung bei jedem Stromverteilungsunternehmen oder Netzeigentümer. Asset Management ist das übergreifende Entscheidungsinstrument, das versucht, den Wert (die Kosten) für jede Komponente im Stromnetz zu maximieren (zu minimieren), um eine möglichst effiziente Nutzung der Ressourcen zu erreichen.2.1 Asset Management in StromsystemenElektrische Stromsysteme bestehen aus Tausenden von Komponenten wie Kabeln, Freileitungen, Transformatoren, Leistungsschaltern, Umspannwerken und zusätzlichen Kommunikationstechnologien. Das elektrische System ist sehr kapitalintensiv, und in Schweden beispielsweise ist die Zuverlässigkeit des Systems gesetzlich vorgeschrieben. Investitionen in das Stromnetz sind gekennzeichnet durch lange Vorlaufzeiten, lange Planungszeiträume für installierte Komponenten sowie eine umfangreiche Planung für den Netzausbau. Das Stromnetz altert ständig, und die Forderung nach Zuverlässigkeit ist heute wichtiger denn je. Das Netz wurde nicht mit einem "großen Masterplan" gebaut und verändert sich ständig. Schlechte Zielanreize, Überkapazitäten, niedrige Renditen und ineffiziente Entscheidungen sind Beispiele für Netzprobleme. Um diese Herausforderungen zu bewältigen, wird das Anlagenmanagement eingesetzt, um den Life Cycle der Anlage zu verbessern, die mit dem Betrieb der Anlage verbundenen Risiken zu verringern und die Anlage so wirtschaftlich wie möglich zu nutzen.Das Interesse an der Analyse von Energiesystemen auf der Verteilungsebene nimmt zu und hat in letzter Zeit mehr Aufmerksamkeit erhalten. Traditionell war die Forschung auf der Übertragungsebene aufgrund der kapitalintensiveren Natur der Hochspannungsanlagen verbreiteter. Außerdem kann die Schwere von Fehlern auf der Übertragungsebene zu Kaskadenereignissen und katastrophalen Folgen für das gesamte System führen, während sich Ausfälle auf der Verteilungsebene nur lokal auswirken. Der Grund für die zunehmende Aufmerksamkeit7 auf der Verteilerebene von Stromnetzen hat mit stärkeren Anreizen und Leistungsregulierung zu tun [16]. Auf der Übertragungsebene sind die Kosten für eine einzelne Komponente viel höher als im Fall des Verteilernetzes, das eine individuelle Beobachtung des Zustands der Komponente erfordert. Bei Verteilungssystemen ist ein statistischer oder stochastischer Ansatz üblicher, bei dem die Anlage durch ein Modell und nicht durch tatsächliche Messungen dargestellt wird [17]. Eine Zuverlässigkeitsanalyse auf Verteilungsebene kann die Vorteile von Verstärkungen im Netz aufklären und aufzeigen, welche Komponenten mehr Aufmerksamkeit für die Instandhaltung benötigen, die Vorteile verschiedener Instandhaltungsstrategien beweisen und Gesetze und Vorschriften erfüllen.2.2 ZuverlässigkeitDie Zuverlässigkeit in einem Stromversorgungssystem wird durch die allgemeine Fähigkeit des Systems beschrieben, seine Systemziele zu erreichen. Diese Ziele werden in der Regel in zwei Unterziele unterteilt, nämlich Angemessenheit und Sicherheit [18].Angemessenheit kann als statischer Zustand betrachtet werden, bei dem genügend Anlagen im System vorhanden sind, um das Gleichgewicht zwischen Lastnachfrage und Erzeugungsangebot aufrechtzuerhalten. Die Sicherheit hingegen bezieht sich auf die Fähigkeit des Systems, Systemstörungen, wie z. B. einen Generatorausfall oder einen Kurzschluss, zu überstehen [18]. Nach Kundur et. al. wird Zuverlässigkeit wie folgt definiert [19]: "Zuverlässigkeit ist in einem elektrischen Energiesystem das Ausmaß, in dem die Leistung der Elemente dieses Systems dazu führt, dass der Strom innerhalb der akzeptierten Standards und in der gewünschten Menge an die Verbraucher geliefert wird. Der Grad der Zuverlässigkeit kann anhand der Häufigkeit, der Dauer und des Ausmaßes negativer Auswirkungen auf den Verbraucherservice gemessen werden. "2.3 Wartungsoptimierung und -strategienUm eine angemessene Systemfunktion aufrechtzuerhalten, ist eine Wartung erforderlich. Physikalische Komponenten sind durch elektrische und mechanische Beanspruchung einem Verschleiß ausgesetzt. Instandhaltungsmanagement wird nach Nilsson wie folgt definiert [20]: "Ist ein Konzept, das die Auswirkungen der Instandhaltung auf Komponenten und Systeme auf die Systemfunktion sowie Werkzeuge und Methoden zur Durchführung der Instandhaltung umfasst. Dieser Prozess kann als Wiederherstellung des Zustands der gewarteten Komponente auf einem höheren Funktionsniveau als vor dem Ausfall betrachtet werden. Es gibt eine Vielzahl unterschiedlicher Ansätze für das Instandhaltungsmanagement. Instandhaltungsoptimierung ist der Kompromiss zwischen präventiver und korrigierender Instandhaltung. Um die Kunden des DSO zufrieden zu stellen, muss er verfügbare Komponenten bereitstellen und gleichzeitig die Kosten minimieren. Ziel ist es, das Ausfallrisiko des Systems zu verringern und gleichzeitig die Nachfrage nach Einnahmen zu befriedigen. Der Optimierungsprozess könnte so gestaltet werden, dass er für andere als die oben genannten Spezifikationen optimiert wird. Zum Beispiel könnte die Zuverlässigkeit das Hauptziel sein. Dies könnte z.B. bei einem ÜNB der Fall sein (der wesentlich höhere Anforderungen an die Zuverlässigkeit hat als ein gewöhnlicher VNB). Zum Thema Instandhaltungsoptimierung gehört auch der Priorisierungsprozess innerhalb eines Systems [21]. Wenn zum Beispiel eine bestimmte Budgetbeschränkung besteht, worauf sollte der DSO seine Anstrengungen konzentrieren, um eine maximale marginale Effizienz zu erreichen?8 2.4 Grundlagen der InstandhaltungDas Ziel eines Stromnetzes ist es, mit einer Verfügbarkeit von 100 % zu arbeiten, was jedoch aufgrund der Stochastizität von Ausfällen bei physikalischen Komponenten im Stromnetz theoretisch nicht möglich ist [18]. Die Instandhaltung spielt eine zentrale Rolle bei der Optimierung der Zuverlässigkeit eines Stromnetzes. Eine ausgewogene Instandhaltungsstrategie kann sowohl die Zuverlässigkeit erhöhen als auch die Gesamtkosten für den Betrieb des Systems niedrig halten. Davon profitieren sowohl die VNB, da sie geringere Kosten haben, als auch die Kunden, da sie eine höhere Verfügbarkeit (und niedrigere Netztarife) erfahren. Andere Zusammenhänge, wie z. B. das Wirtschaftswachstum, sind eng mit niedrigen Ausfallzeiten verbunden [22]. In Indien zum Beispiel kostet die geringe Zuverlässigkeit des Stromnetzes Milliarden von Dollar an Verlusten beim Bruttoinlandsprodukt (BIP) [23]. Dies bedeutet, dass ein direkter gesellschaftlicher Nutzen erzielt wird. Im Bereich der Instandhaltung wurden verschiedene Forschungsarbeiten mit unterschiedlichen Ansätzen durchgeführt; [15] untersuchte das optimale Verhältnis zwischen den Kosten der Instandhaltung und der Zuverlässigkeit, und [7] untersuchte die Eigenschaften einzelner Komponenten anhand von Messungen.24] zufolge lassen sich verschiedene Arten von Instandhaltungsklassifizierungen unterscheiden. Sie basieren auf den beiden Hauptkonzepten vorbeugende Instandhaltung und korrigierende Instandhaltung:1.Vorbeugende InstandhaltungVorbeugende Instandhaltung (PM) ist die Durchführung von Wartungsarbeiten an einer funktionierenden Komponente, um zukünftige Ausfälle zu verhindern. Dazu könnte ein Wartungsplan gehören, der auf dem Vorwissen über den Zeitpunkt des Austauschs oder der Vorabwartung (z. B. Schmierung oder Austausch) von Bauteilen beruht.(a) Altersabhängige WartungDiese Methode hat einen vordefinierten Zeitpunkt, zu dem die Wartung erfolgen sollte. Dies kann beispielsweise die Anzahl der Betriebsjahre, die Anzahl der durchgeführten Zyklen oder die gefahrenen Kilometer sein. Die geplante Instandhaltung kümmert sich nicht um den tatsächlichen Zustand des Bauteils, die Instandhaltung wird trotzdem durchgeführt.Abbildung 2.1: Verschiedene Arten von Wartungsstrategien(b) Zeitabhängige WartungBei dieser Methode wird eine vordefinierte Zeit festgelegt, zu der die Wartung stattfinden soll.(c) Zustandsabhängige WartungDie Wartung wird durchgeführt, wenn die physikalischen Parameter einer Komponente ihren Wert (Schwellenwert) überschreiten. Das bedeutet, dass der Techniker entweder bestimmte Tests durchführt, um die tatsächliche Qualität des Bauteils zu bestimmen, oder dass Sensoren Messungen durchführen, um den Zustand des Bauteils zu ermitteln. Die zustandsorientierte Instandhaltung ist auch unter dem Namen vorausschauende Instandhaltung bekannt.(d) GelegenheitsinstandhaltungDie Instandhaltung wird durchgeführt, wenn eine Gelegenheit gegeben ist. Sie kann zum Beispiel im Voraus erfolgen, wenn eine ungeplante Gelegenheit gegeben ist.9 2. korrigierende InstandhaltungDiese Art der Instandhaltung wird auch als Ausfallinstandhaltung oder Run-to-Failure-Instandhaltung bezeichnet. Wie der Name schon sagt, wird die Wartung nur dann durchgeführt, wenn ein Bauteil vom Betriebszustand in den Ausfallzustand übergeht. Dieser Wartungsansatz beinhaltet in der Regel, dass die fehlerhafte Komponente durch eine neue funktionstüchtige Komponente ersetzt wird.3.Fehlersuchende WartungDiese spezielle Art der Wartung wird an funktionstüchtigen Komponenten durchgeführt, um nach versteckten Fehlern zu suchen.2.5 ZustandsüberwachungssystemeZustandsüberwachungssysteme oder CMS sind eine Wartungsstrategie, die voraussetzt, dass der Zustand der Anlage bekannt ist. Die Instandhaltung wird dann nur durchgeführt, wenn ein bestimmter Schwellenwert überschritten wird, was bedeutet, dass Reparaturen und Wartungsarbeiten nur bei Bedarf durchgeführt werden. Das CMS umfasst drei Schritte[10]:1.Datenerfassung, Erfassung relevanter Daten durch verschiedene Sensoren zur Messung von Temperatur, Druck, Feuchtigkeit usw.2.Datenverarbeitung, Analyse der erfassten Signale. Dies beinhaltet die Verarbeitung der Signale durch Algorithmen, Rauschunterdrückung usw. 3.Entscheidungsfindung für die Wartung, in diesem Schritt finden Diagnose und Prognose statt.Die Diagnose zielt darauf ab, den Fehler zu kategorisieren und zu identifizieren, indem sie ihn erkennt, isoliert und identifiziert, während die Prognose versucht, Fehler vorherzusagen, bevor sie auftreten. Methoden wie künstliche Intelligenz (KI) und komplexe entscheidungsunterstützende Algorithmen können dann eingesetzt werden, um die richtigen Maßnahmen für erkannte Fehler zu ergreifen.Zukünftige Trends in CMS beinhalten Soft-Computing-Techniken und maschinelles Lernen. Derzeitige Techniken sind genetische Algorithmen (GA), künstliche neuronale Netze (ANN) und Fuzzylogik (FL) [25]. Auf Systemebene können Deep Learning- und maschinelle Lernalgorithmen eingesetzt werden, um hochkomplexe Systeme zu bewältigen. Eine Implementierung von Soft Computing im Asset Management kann nach [26] den Entscheidungsprozess aufgrund der hohen Unsicherheit verbessern und die Nachvollziehbarkeit und Leistungsfähigkeit von Instandhaltungsentscheidungen erhöhen. Die verbesserte Dynamik von Soft Computing im Vergleich zu traditionellen Methoden kann auch bei der Datenanalyse von Ereignisdaten, Zustandsüberwachungsdaten für Prognose und Diagnose von Vorteil sein [10]. Mustererkennung und Fehlererkennung sind Bereiche, in denen Ansätze der künstlichen Intelligenz in Zukunft von Vorteil sein können, um zu erkennen, wann sich Fehler anbahnen und um die Schäden zu begrenzen, wenn ein Fehler auftritt. Read Less